天然气蒸汽转化制氢装置节能降耗技术改造

闫龙

（辽河油田油气工程技术处化工技术开发中心，辽宁盘锦124010）

天然气蒸汽转化制氢装置节能降耗技术改造

闫龙

（辽河油田油气工程技术处化工技术开发中心，辽宁盘锦124010）

对现有的10000m3/h天然气蒸汽转化制氢装置的工艺流程进行能耗分析，在此基础上提出了节能降耗建议及改进措施，新增了冷凝液回收系统，通过升高原水温度减少了浓水排放，PSA-H2装置尾气在用作燃料之前分离二氧化碳并将其提纯作为一种产品。通过实施节能降耗改造，提高了装置的经济效益和环境效益。

天然气；蒸汽重整；制氢；节能；改造；经济效益

天然气等烃类蒸汽转化制氢已是很成熟的工艺[1-2]，现今国外大部分制氢装置采用此法，我国则是烃类蒸汽转化制氢和煤气化制氢并举[3-4]。天然气制氢与煤制氢相比，具有投资省，综合能耗低，污染小，CO2排放少等优点。氢气是辽河油田油气工程技术处的主营产品，采用天然气蒸汽转化生产工艺，其产值约占全处产值的80%左右。为了进一步提高装置的经济效益，需要对装置进行节能降耗方面的技术改造。通过对装置工艺、流程及长期运行中存在的问题进行分析，从冷凝液回收利用、提高脱盐水站收率、PSA-H2尾气CO2提纯利用三个方面进行节能降耗技术改造，提高了装置的经济效益[5]。

1 工艺冷凝液回收

1.1 现状分析

根据生产要求在装置负荷为100%时，工艺蒸汽量约12 t/h，其中过剩水蒸气量约在8 t/h，这部分水蒸汽随转化气的冷却，最终成为工艺冷凝液。在压力状态下，其中溶解了一定量的CO2，所以工艺冷凝液显酸性，对设备、管线有腐蚀性，不能直接作为脱盐水站装置的原水使用，因而原工艺设计中工艺冷凝液被直接排入地沟中，浪费了大量的水资源[3]。

工艺冷凝液的pH值为4～5、电导率为10～20μs/cm，pH值和电导率与脱盐水站装置的原水相比严重超标。因此，利用工艺冷凝液要解决的关键问题是解降低其pH值，使其能直接进入脱盐水站反渗透膜。

1.2 改进措施

(1)铺设一条∮50*3.5mm和∮108*4mm的管线将冷凝液引出。

(2)增加一台气液分离器，将冷凝液中的气体排除。

(3)设置一台解吸塔，依靠空气中CO2分压与工艺冷凝液中溶解CO2的饱和蒸气压之差进行传质，脱除其中溶解的酸性气体CO2，降低工艺冷凝液的电导率。电导率由10～20μs/cm降到10μs/cm以下，pH值由4～5提高到7以上，从而使工艺冷凝液经处理后符合生产用脱盐水指标，注入脱盐水成品水罐。

同时为了防止可燃气体进入CO2解吸塔与空气接触，设置了一个气液分离器用以分离可能带入的可燃气体。解吸塔上部设计了一个除沫器，可以防止气流外溢的过程中，夹带液体影响环境。当经过处理的工艺冷凝液不符合脱盐水指标时，就可以将其引入制氢装置原有脱盐水站的二级反渗透膜，依靠制氢装置原有的脱盐水系统对工艺冷凝液进一步再处理，回收工艺冷凝液使其达到生产用的脱盐水指标，作为脱盐水利用，提高工艺冷凝液的回收率，节约了大量的水资源。改进流程见图1。

图1 回收工艺冷凝液流程

1.3改造后节能降耗经济效益评价

根据装置实际运行参数，过剩水蒸气量约8t/h，软化水12元/t，软化水制脱盐水收率93%，年生产时间8400h，工艺冷凝液经过二级反渗透膜处理收率98%，则：

每年可回收脱盐水：8×400×98%=65856 t。

每年可降低成本：65856×12÷93%=84.98万元。

每年运行电费为：4×0.55×8400=1.848万元。

新增折旧：0.5万元。

年经济效益为：84.98-1.848-0.5=82.63万元。

2 提高脱盐水收率

2.1 现状分析

油气处制氢装置脱盐水站主要是利用反渗透原理，将软化水中大部分盐份及有害杂质除去，为制氢装置提供合格的脱盐水。

2013年以前，制氢装置脱盐水站使用的原水为动力一公司的软化水，夏季原水温度在30℃左右，冬季水温也能在20℃以上。2013年后，由于动力公司水井划归供水公司，软化水温度变化较大，夏季时水温20℃左右，而冬季水温一般在8℃左右，最低时仅5℃，使得脱盐水站产水量大幅度下降，产水收率明显降低，造成水资源浪费。原水温度与产水率关系见表1。

表1 原水温度与产水率关系

因此，在原水温度低时，需要对原水进行加热，使得脱盐水站在其他工序不变的前提下，提高脱盐水收率，减少水资源的浪费。

2.2 改进措施

在原水管线处增加一台原水预热器，提高原水温度，减少浓水的排放量，增加产水量。

2.3 应用技术特点

在原水预热器处设有副线，根据原水温度可以使用原水预热器，也可以在原水预热器故障情况下，不使用预热器，方便切换，不影响正常生产。

(1)考虑到两种介质直接换热的温差较大，避免对板式换热器产生冲击，因此在板式换热器的入口处配备一个减温减压换热器。

(2)本装置利用的热源是转化工序的副产物低压蒸汽，平时低压蒸汽是在放空的，因此此项改进也增加厂区蒸汽利用率。

(3)本装置设有远传温度报警，可以方便操作工及时进行调节。

(4)增加原水预热器后，原水温度可根据生产情况进行调节，提高了原水温度，减少了浓水的排放量，显著提高了产水的收率，很好的实现了降本增效的目的。

(5)提高原水温度后，保证一定的产水量的情况下，可以适当降低膜前压力，减少由于渗透压力过高，对渗透膜的损坏。

2.4 改造后节能降耗经济效益评价

2013年9月实施改造后，2013年11月投入生产以来，随着原水温度的提高，增加了渗透液流量，产水收率明显提高，减少了水资源的浪费，显著提高了经济效益。

蒸汽消耗为1.7t/h，由于制氢装置副产蒸汽，因此不存在蒸汽生产费用。

实施前，全年平均进水温度为15℃、产水收率按74%，转化消耗脱盐水为9t/h，装置年运行时间8400h，年消耗原水为：(9×8400÷74%)=102162t。

实施后，以35℃产水收率为93%，转化消耗脱盐水为9t/h，装置年运行时间8000h，年消耗原水为：(9×8400÷93%)=81290t。

改造后年节约原水为：102162-81290=20872t。

原水按12元/t计，年节约原水成本：20872×12= 25万元/a。

新增折旧：0.2万元/a。

年节约成本为：25-0.2=24.8万元/a。

3 PSA-H2尾气CO2提纯改造

3.1 现状分析

油气处天然气制氢装置PSA-H2尾气量为Qn= 3500m3/h，其中φ(CO2)≈30%，即Qn(CO2)≈1050m3/h。原设计中将这部分尾气作为燃料气进入转化炉的燃料系统燃烧。由于CO2属于不可燃气体，因此，进入燃料气系统再随烟道气排放要带走大量的热量，能源浪费较为严重。为了降低能量消耗，经过研究论证新增了PSA-H2尾气提纯CO2工艺，回收尾气中CO2。

3.2改进措施

增加一套PSA-CO2装置，将PSA-H2解吸气引入该装置，生产工业级CO2，销售盈利，产生的精脱气，CO含量较高，可以作为燃料为转化制氢工序提供热量。

3.3 改造后节能降耗经济效益评价

增加回收工艺后，年产CO210000t，产值340万元，效益如下：

减少燃料天然气消耗：6.6×104m3/a。

节约成本：(6.6×1.67)=11万元/a。

该改造总创效为：340+11=351万元/a。

4 结论

(1)通过空气降低工艺冷凝液中CO2分压，脱除冷凝液中CO2，新增冷凝液回收工艺，使回收后的工艺冷凝液作为脱盐水供制氢装置循环利用，年节约脱盐水65856t，增效82.63万元。

(2)通过提高原水温度，继而提高反渗透膜的渗透率，减少了浓水的排放量，产水收率由74%提高至93%，年节水20872t，增效24.8万元。

(3)通过新增PSA-H2尾气提纯CO2工艺，降低了尾气中CO2含量，提高了转化炉炉膛的燃烧效率，减少了燃料天然气的消耗6.6万m3/a，CO2回收1万t/a，增效351万元/a。

对原有制氢装置进行的三方面节能降耗技术改造成功，节能降耗成果为458.43万元/a。

[1]孙兰霞,闫维鹏,谷海峰,等.8×104m3/h制氢装置催化剂运行现状分析[J].天然气化工·C1化学与化工,2014,39(4): 41-44.

[2]姜薇，马瑞，赵峰,等.天然气水蒸汽转化制氢的Aspen plus模拟分析[J].天然气化工·C1化学与化工,2013,38 (1):57-59.

[3]刘书朋.煤和天然气制氢工艺技术经济分析[J].炼油技术与工程,2010,40(7):56-58.

[4]李庆勋,刘晓彤,刘克峰,等.大规模工业制氢工艺技术及其经济性比较[J].天然气化工·C1化学与化工,2015,40 (1):78-82.

[5]黄振艺,顾冠斌.变压吸附制氢工艺中氢气质量下降原因及对策[J].冶金动力,2011,(6):19-21.

Energy saving and consumption reduction retrofits in a hydrogen plant by natural gas steam reforming

YAN Long
(Chemical Technology Development Center of Liaohe Oilfield Oil and Gas Engineering Technology Division,Panjin 124010,China)

The energy consumption for a 10000m3/h hydrogen plant by natural gas steam reforming was analyzed,based on which,the energy saving suggestions and improvement measures were proposed,including adding a process condensate recovery system,raising the temperature of raw water to reduce the discharge of concentrated water,and separating and purifying carbon dioxide as a product from the tail gas of PSA-H2unit before it is used as a fuel.The energy saving retrofits improve both economic and environmental benefits of the plant.

natural gas;steam reforming;hydrogenation production;energy saving;retrofit;economic profit

TE6；TQ116.25

：B

：1001-9219(2016）03-95-03

2016-02-19；

：闫龙（1988-），男，学士，工程师，电话15942794519，电邮pjyan_long@163.com。